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Petróleos Mexicanos (Pemex) desde su fundación ha sido una empresa petrolera constituida por trabajadores técnicos y profesionales mexicanos, que logró en poco tiempo, satisfacer por muchos años, la demanda energética de nuestro país.
En el año 2005, Pemex logró producir 3,425,000 barriles diarios (b/d) de crudo. Más recientemente, en octubre de 2018, la producción de crudo registró en promedio 1,860,000 b/d millones de barriles y la de gas natural de 3,912 millones de pies cúbicos, provenientes de 8,131 pozos productores de desarrollo, 550 pozos de campos costafuera y 7,581 pozos de campos terrestres.
Para cubrir la demanda nacional de productos petrolíferos, se están importando 957,000 barriles diarios de gas licuado, gasolinas, diesel y combustóleo, que implicaron un gasto de 24,574 millones de dólares acumulados de enero a octubre de 2018. En el caso de la demanda nacional del gas natural, Pemex está importando del orden 1,400 millones de pies cúbicos diarios, que representa el 40% de la importación nacional del gas.
Propuesta de AMLO para el sector energético.
En el Proyecto de Nación 2018-2024 del presidente electo, Andrés Manuel López Obrador, en materia de energía dice: “El objetivo es el rescate del sector energético a través de impulsar la producción nacional de energía, la generación de alternativas de energía renovables, el fortalecimiento financiero y operativo de Pemex y CFE, con la finalidad de reducir la dependencia energética del exterior, para que el sector energético se convierta en una de las palancas de desarrollo de México”.
La prioridad: crecer la producción de petróleo.
“El objetivo es que a mitad del sexenio dejemos de comprar las gasolinas en el exterior. Construiremos una nueva refinería para dejar de comprar la gasolina del extranjero. Sí hay tiempo, en la India se hizo una gran refinería en tres años, costó 8 mil millones de dólares, ése es mi cálculo”.
Explicó que pronto se comenzará a definir la ruta para la reconfiguración de las seis refinerías “que están ahora con una producción del 30-40% de su capacidad y deberán estar al 100%. Vemos la posibilidad de dos medianas o una grande; si son dos, será una en Atasta, Campeche; y la otra en Dos Bocas, Paraíso, Tabasco; si es una grande, será la de Tabasco, porque ahí se almacena el petróleo crudo.
Dar valor agregado al petróleo.
Es necesario generar una política energética adecuada, que incluye avanzar hacia energías renovables, sobre todo en zonas rurales, para llevarles servicios de energía eléctrica para “caminar a la eliminación de la pobreza social, y a la par, darle valor agregado a nuestro petróleo, pues para mover nuestro parque vehicular aún necesitamos los combustibles fósiles”.
Proyectos petroleros recomendados a nuestro próximo gobierno.
Considerando la enorme riqueza que tiene México en los campos petroleros convencionales y no convencionales, existentes en las cuencas geológicas de recursos no renovables, es necesario que la iniciativa privada con empresas mexicanas e internacionales, utilizando recursos financieros importantes, apoye a Petróleos Mexicanos para la realización de los siguientes proyectos:
- Incremento del factor de recuperación final de aceite y del gas asociados en el yacimiento AKAL.
- Desarrollo de 20 campos seleccionados en aguas someras del Golfo de Campeche, de los 54 campos actualmente descubiertos por Pemex.
- Explotación artificial de pozos productores del campo ZAAP, utilizando el sistema artificial de bombeo electrocentrífugo, y
- Desarrollo de los campos no convencionales de las Cuencas de Sabinas, Burgos, Tampico-Misantla y Veracruz, con recursos prospectivos en formaciones de lutitas.
En un escenario óptimo, con recursos financieros amplios y un desarrollo masivo, cabe suponer que estos cuatro desarrollos permitirían elevar la producción de petróleo crudo del país a 3 millones de b/d o más y la de gas a 10 mil millones de pies cúbicos por día.
I.- Incremento del factor de recuperación final de aceite y del gas asociados en el yacimiento AKAL
El Complejo Cantarell está ubicado en la Sonda de Campeche, a 75 km al N-NW de Cd. del Carmen, Campeche, y abarca un área aproximada de 120 km2. Es considerado como uno de los campos costafuera de mayor importancia a nivel mundial, generando más del 60% de la riqueza petrolera de México.
Se descubrió en 1976 y entró en producción en 1979, aportando hasta la fecha producción acumulada de unos 13 mil millones de barriles de petróleo y 8,500 miles de millones de gas natural. Las formaciones productoras son mayormente calizas dolomitizadas, naturalmente fracturadas, con sistemas porosos favorablemente afectados por la disolución.
Está integrado por cuatro bloques limitados por fallas, conocidos como Akal, Nohoch, Chac y Kutz. Es un anticlinal formado por esfuerzos compresivos de las placas tectónicas, en el que su formación productora de hidrocarburos corresponde a una litología de brechas calcáreas naturalmente fracturadas y sus porosidades están asociadas a fracturas, estilolitas, vúgulos, y a la matriz de la roca.
Presentan valores de porosidad de 4 a 12%, con un alto porcentaje asociado a sistemas de doble porosidad. La permeabilidad efectiva de fracturas es de 2 a 10 darcies. La profundidad de la cima del yacimiento es de 1000 mv, con un plano de referencia a 2,300 m.
La presión inicial fue de 270 kg/cm2, y para febrero de 2017 es del orden de 74.8 kg/cm2. La temperatura del yacimiento varía de 110° a 120°C. El tirante de agua es de 35 m al sur, y 40 m en el norte. El petróleo producido tiene una densidad de 20° a 24° API.
El complejo Cantarell tiene un volumen original de aceite de 33,672.1 millones de barriles y el del gas natural 16,136.5 miles de millones de pies cúbicos; como se mencionó está integrado por cuatro bloques, Akal, Nohoch, Chac y Kutz, de los cuales AKAL es el más importante ya que contiene 30,685.6 millones de barriles del volumen original total del aceite, 91.4%. La explotación de Cantarell, se inició en julio de 1979, alcanzando su máxima producción, de 1,157,000 barriles diarios, en abril de 1981, con 40 pozos.
Posteriormente, se logró mantener un nivel de producción del orden de un millón de barriles diarios, hasta principios de 1996, mediante 139 pozos de desarrollo operando con el sistema artificial de producción por bombeo neumático, a la vez de la instalación de diversa infraestructura, a fin de eliminar las restricciones que se tuvieran en todos los sistemas de recolección.
La explotación del complejo Cantarell ha estado relacionada básicamente a la explotación del campo Akal el más importante de este complejo, con un factor de recuperación al 1° de enero de 2018 del 42.80%; el pico de producción en el año 2003 fue de 2,121,000 b/d. El promedio de producción de aceite obtenido durante octubre de 2018, operando 95 pozos de bombeo neumático, fue de 51,000 b/d, de gas asociado 1,044.6 millones de pies cúbicos por día, con una relación gas-aceite de 19,261.1 pies3 gas/barril aceite) (Ver Gráfica 1).
Como consecuencia del abatimiento de la presión estática del yacimiento, la relación gas-aceite original (425 pies3/barril) y producción de gas asociado se incrementaron también a partir de 2008. Es importante señalar que la inyección de nitrógeno en el casquete de gas no detuvo la caída de la presión del yacimiento ni la entrada de agua en el flanco sur del campo.
El nitrógeno inyectado contaminó tanto el gas del casquete como también el aceite producido por los pozos explotados con bombeo neumático.
Hay una correlación directa entre la presión del yacimiento y los ritmos de producción que pueden obtenerse de los pozos.
Esto ocurre porque a menores presiones hay un menor aporte de aceite al pozo. Así, un pozo típico del campo, al inicio de la explotación, con una presión de 270 kg/cm2, fue capaz de producir 30 mil barriles diarios.
Actualmente, como la presión ha caído a 78 kg/cm2, el pozo promedio puede producir sólo 639 barriles diarios, aún con la ayuda del bombeo neumático. El volumen del casquete de gas ha aumentado en el yacimiento y también el contacto agua-aceite en su flanco sur se ha desplazado verticalmente del orden de 615mv desde su posición original que tenía al inicio de la explotación del campo.
Se considera conveniente para incrementar la producción de aceite y gas asociado del yacimiento Akal, y obtener resultados a mediano plazo, realizar lo siguiente:
(a) Extraer un gasto en promedio de 1.13 millones de b/d de agua del acuífero del yacimiento AKAL, en lugar de 400 mil b/d que tiene programado Pemex Exploración y Producción, para lograr que en un periodo aproximado de 12 años baje el “contacto agua-aceite” actual un tirante de 516mv, utilizando 60 pozos extractores de agua operados con bombas verticales sumergibles.
Para este fin se utilizarán bombas electrocentrífugas con una capacidad para 25 mil barriles diarios, operando a un promedio diario de 21 mil barriles. El volumen de agua estimado por extraer, en el periodo de 12 años, es del orden de 5 mil millones de barriles.
Se implementará un programa de instalación y operación de 60 pozos extractores de agua. La inversión total estimada y gastos de operación y mantenimiento de los 60 pozos extractores de agua del yacimiento, para el periodo de 12 años, es del orden de 1,800 millones de dólares y se considera que una empresa petrolera privada nacional o internacional, en consorcio con Pemex Exploración y Producción, pueda participar en asociación en el proyecto.
(b) Al desplazarse el contacto agua-aceite actual un tirante de 516 mv, se permitirá al yacimiento drenar por el proceso de segregación gravitacional, del orden de 4 mil millones de barriles de aceite y gas asociado, considerando en la zona invadida de agua; su desplazamiento permitirá recuperar 10% de dicho volumen de aceite drenado de la roca almacenante al ponerse en contacto con el gas del casquete.
Para extraer los 400 millones de barriles de aceite y gas asociado, se utilizarán 72 pozos de desarrollo equipados con bombas electrocentrífugas, con capacidad para 2,000 barriles diarios, operando a un promedio diario de 1,380 barriles. El volumen de aceite estimado producir en el periodo de 12 años es del orden de 400.8 millones de barriles.
El valor de la producción de aceite, gas seco y líquidos extraídos en las plantas de tratamiento del gas natural, en promedio anual, es de 1,754 millones de dólares y la acumulada en el periodo de los 12 años arroja un valor estimado de 21,045 millones de dólares.
La inversión y gastos de operación y mantenimiento de los 72 pozos de desarrollo productores de aceite y gas asociado, operados con bombeo electrocentrífugo (BEC) en el periodo de 12 años, se estima del orden de 900 millones de dólares. Las empresas petroleras nacionales o internacionales, de acuerdo con la Reforma Energética, podrán asociarse con Petróleos Mexicanos para el desarrollo de este proyecto.
(c) El casquete de gas del yacimiento se puede acelerar su explotación utilizando los pozos actuales inyectores de nitrógeno, para que actúe el mecanismo de segregación gravitacional en la estructura de alto relieve del yacimiento, y así la roca almacenante liberará aceite aumentando la ventana de aceite.
La producción acumulada de gas húmedo de AKAL en el periodo de doce años alcanzaría un total de 3,700 miles de millones de pies cúbicos; es decir, se lograría una producción total acumulada de 12,000 miles de millones de pies cúbicos desde el inicio de la explotación del yacimiento (julio, 1979), lo que representa un factor de recuperación final del gas, del orden del 80%.
(d) Las inversiones y gastos de operación y mantenimiento estimadas para la operación de los 216 pozos operados con BEC son del orden de 2,200 millones de dólares en el periodo de 12 años, y el valor de la producción del aceite, gas asociado y líquidos extraídos del gas, de este proyecto, se estiman del orden de 71,100 millones de dólares.
En conclusión, al hacer los proyectos propuestos, en el periodo de 12 años, se obtendrá lo siguiente:
A.- El factor de recuperación final del aceite del yacimiento AKAL, se podrá incrementar del valor actual de 42.08 % a una cifra del orden del 48% y la del gas asociado es posible aumentarla del 52.9% actual a un valor del 75 al 86%, lo cual traerá como consecuencia ingresos muy importantes para Petróleos Mexicanos.
B.- Al desplazarse el contacto agua-aceite actual un tirante de 516 mv, se permitirá al yacimiento, drenar por el proceso de segregación gravitacional, del orden de 400 millones de barriles de aceite y su gas asociado. El valor de la producción de aceite, gas seco y líquidos extraídos en las plantas de tratamiento y utilización del gas natural, en promedio anual, se estima de 1,754 millones de dólares y la acumulada en el periodo de los 12 años, arroja un valor de 21,045 millones de dólares.
C.- Al explotar el casquete de gas de AKAL, en un periodo de 12 años, se obtendrá una producción acumulada de gas húmedo de 3,704 miles de millones de pies cúbicos, obteniéndose en las plantas de proceso del gas natural, gas seco y líquidos extraídos, con un valor total en dicho periodo, de 40,788 millones de dólares.
D.- La roca del yacimiento liberada del gas, drenará con mayor eficiencia del orden de 9,000 millones de barriles de aceite, y de este volumen, con la operación de 216 pozos operados con BEC, el volumen de aceite estimado producir en el periodo de 12 años, será del orden de 1,350 millones de barriles.
El valor de la producción de aceite, gas seco y líquidos extraídos en las plantas de tratamiento y utilización del gas natural, acumulada en dicho periodo, arroja un valor estimado de 71,117 millones de dólares.
II.- Explotación artificial de pozos productores del campo ZAAP, utilizando el sistema artificial de bombeo electrocentrífugo.
El campo ZAAP fue descubierto en 1990 con la perforación del pozo Zaap-1, iniciando su explotación en noviembre de 1992 con la entrada a producción del pozo Zaap-2051 de la plataforma Ku-M. La producción de este campo proviene de las siguientes formaciones: Dolomías del Jurásico Superior Kimmeridgiano (JSK); Brecha Terciaria Paleoceno-Cretácico Superior (BTP-KS) y Cuerpo Calcáreo del Eoceno Medio (CCE).
El volumen original del yacimiento del campo Zaap es de 5,083.7 millones de barriles de aceite y de 1,941.6 miles de millones de pies cúbicos de gas. Tiene una producción acumulada, al 1° de octubre de 2018, de 1,336.2 millones de barriles de aceite, con un factor de recuperación del 26.2%; y la producción acumulada de gas es de 610.7 miles de millones de pies cúbicos, con un factor de recuperación del 31.4%.
La producción promedio durante el mes de octubre de 2018 fue de 298.0 miles de barriles diarios de aceite con la operación de 58 pozos operados con bombeo neumático y la del gas asociado de 190.0 millones de pies cúbicos diarios.
La explotación actual de los pozos del campo Zaap con el sistema de bombeo neumático representa un promedio diario por pozo del orden de 5,140 b/d de aceite y 3.3 millones de pies cúbicos de gas asociado.
El aceite producido del campo tiene una gravedad de 12° API y una relación gas aceite de 637 pies3/barril, la eficiencia de explotación con bombeo neumático actual por pozo, se incrementará con la utilización del sistema de BEC, permitiendo aumentar el promedio inicial de explotación a 7,500 b/d por pozo.
Cambiando el sistema de bombeo neumático de 50 pozos del campo Zaap, en un plazo de dos años, al sistema artificial de BEC subsuperficial se obtendrá, en un periodo de cinco años, una producción de petróleo crudo equivalente del orden de 808.1 millones de barriles, es decir, para el sexto año del proyecto, la producción en promedio diario se estima en 391,200 b/d de petróleo crudo equivalente.
Durante los primeros seis años de vida del proyecto de los 50 pozos operando con BEC, la inversión requerida de capital de inversión, gastos de operación y utilidad bruta del Inversionista, es del orden de 5,757.0 millones de dólares, lo que representa aproximadamente el 14.0% del valor de la producción obtenida en dicho periodo, considerando el barril de petróleo crudo equivalente conservadoramente, a 50 dólares por barril.
Para este proyecto, se consideraron los mejores equipos fabricados de BEC a nivel mundial, con resultados positivos registrados con tiempos efectivos de operación en pozos sin fallar por más de 500 días, instalados en pozos costa fuera y en campos terrestres en Estados Unidos de América, Europa y actualmente en campos de nuestro país.
Este proyecto tiene importancia considerando lo establecido en la Reforma Energética, es decir, que las empresas mexicanas o internacionales asociadas podrán concursar para obtener los contratos respectivos. Petróleos Mexicanos no invertiría capital para la compra de los equipos, la operación y el mantenimiento de los mismos.
En otras partes del mundo en que prevalecen condiciones más severas que en ZAAP, se ha demostrado que a medida que se adquiere experiencia en el manejo de los equipos de BEC, su operación continua alcanza dos o más años.
Con recursos apropiados y personal capacitado en el diseño, instalación, operación, mantenimiento y diagnóstico de fallas, se alcanzará sin duda, una vida promedio mayor de dos años. Tan sólo en Estados Unidos operan más de 20 mil pozos con BEC, muchos de ellos bajo condiciones menos favorables que en los campos marinos del Golfo de Campeche.
III.- Desarrollo de 20 campos seleccionados en aguas someras del Golfo de Campeche, de los 54 campos actualmente descubiertos por Pemex.
La explotación por Pemex del aceite y gas asociado en las Regiones Marinas Noreste y Suroeste se realiza a través de 43 campos productores. Tienen un volumen original de 69,970.8 millones de barriles de aceite con un factor de recuperación del 28.2%, al 1° de enero de 2018, y un volumen original de gas de 42,751.3 miles de millones de pies cúbicos, con un factor de recuperación del 33.6%.
El máximo de producción de dichas Regiones Marinas se obtuvo durante el año de 2004. Para el caso del aceite el valor registrado en promedio diario anual, fue de 2 millones 829 mil barriles, y para el gas asociado la cifra fue de 1,550 millones de pies cúbicos diarios. Durante el mes de octubre de 2018 con la operación de 527 pozos de desarrollo, la producción de aceite registrada fue de 1, 508,000 b/d, y la de gas Asociado, de 3,020 millones de pies cúbicos diarios.
De acuerdo con la información institucional publicada por la Secretaría de Energía, Comisión Nacional de Hidrocarburos y Pemex, existen 54 campos costa fuera descubiertos con pozos exploratorios exitosos en aguas someras del Golfo de Campeche.
Para la fecha del 1° de enero de 2018, tienen un volumen original de aceite de 25,685 millones de barriles y de gas asociado la cifra registrada es de 19,693 miles de millones de pies cúbicos. Las reservas remanentes 3P son, para la misma fecha, de 4,033.6 millones de barriles de aceite y para el caso del gas asociado, 8,428.4 miles de millones de pies cúbicos.(Tabla 1)
Las bases del proyecto del desarrollo de 20 campos descubiertos en el área marina de la Cuencas del Sureste son las siguientes:
a).- Se considera necesario perforar y terminar 120 pozos de desarrollo en los 20 campos seleccionados, mismos que tienen una reserva 3P de aceite del orden de 2,900 millones de barriles y de 1,780 miles de millones de pies cúbicos de gas húmedo asociado.
b).- En un período de cuatro años se pueden desarrollar los 20 campos, estimándose una inversión total de 9 mil millones de dólares que incluye el capital requerido para la perforación y terminación de 120 pozos de desarrollo y la infraestructura correspondiente para el manejo de la producción y su transporte a las terminales de almacenamiento para su envió a las plantas de proceso y refinación existentes.
En cuanto a los resultados para los primeros 10 años de explotación del proyecto, con fundamento en las características del comportamiento de los yacimientos explotados en aguas someras por Pemex en las Cuencas del Sureste, así como la declinación natural de la producción de los pozos, su productividad y la relación gas-aceite promedio para sus diferentes tiempos de explotación, se determinó para los primeros 10 años del proyecto lo especificado en la siguiente Tabla 2:
Estimando diferentes valores futuros de los precios internacionales del crudo ligero, con alto contenido de gas, así como los valores futuros del gas seco residual de plantas, se calculó los valores anual y total de los hidrocarburos que se obtendrán con el desarrollo de los 20 campos seleccionados descubiertos en aguas someras, como se detalla en la Tabla 3.
En conclusión, en el quinto año del proyecto, se podrá obtener una producción en promedio diario de 585,000 b/d de aceite y 357 millones de pies cúbicos de gas húmedo asociado. En el período de 10 años de explotación, la producción acumulada de aceite se estima en 1,580 millones de barriles, y la del gas asociado en 963.9 miles de millones de pies3.
El valor de los hidrocarburos producidos, al final del periodo de 10 años, se estima en 102,034.7 millones de dólares, que corresponden al aceite, gas seco residual y líquidos extraídos del gas natural en las plantas de proceso.
IV.- Programas de desarrollo de los yacimientos no convencionales de las Cuencas de Burgos, Sabinas y Tampico-Misantla.
Si bien no está considerado dentro de los planes petroleros de AMLO, el desarrollo de los recursos no convencionales permitiría contribuir de manera significativa para que México alcance la seguridad energética, que oadyuvará en forma importante a la economía nacional.
Los enormes recursos prospectivos de los yacimientos no convencionales de gas y aceite de lutitas de México son comparables o mayores a los volúmenes de hidrocarburos que se han extraído desde la nacionalización de la industria petrolera hasta nuestros días. Esto implica que podríamos tener petróleo y gas para cubrir las necesidades del país para al menos los próximos 60 años.
Solamente en Tampico-Misantla existen reservas para aumentar y mantener una producción adicional de 2 millones de BPCE/día (barriles de petróleo crudo equivalente diario) durante más de 30 años. En total, el Estado Mexicano es dueño de más de 68 millones de hectáreas de campos no convencionales con alto potencial comercial. El desarrollo sería principalmente en áreas desérticas y poco pobladas. Lo que México no produzca, será importado directamente de Estados Unidos de América.
*Eduardo A. Barrueta Zenteno es ingeniero petrolero con una carrera de 32 años en Petróleos Mexicanos (Pemex), posteriormente también fue consejero de varias compañías petroleras extranjeras, entre ellas Petróleo Brasileiro (Petrobras). Fue Asesor del Gerente de la Kuwait Oil Company para el control de pozos incendiados y restitución de la producción al fin de la Guerra del Golfo en 1991. Como presidente de su propia empresa, Ingenieros Petroleros y Geofísicos Asociados (IPYGA) S.A. de C.V., Barrueta Zenteno asesoró a Pemex y a múltiples empresas, así como a cada uno de los últimos gobiernos en México.
